SOSTENIBILIDAD DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL

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1 Sub Comité No. 6 SOSTENIBILIDAD DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL Setiembre 2014

2 Contenido 1. Aspectos Generales 1.1 Marco Normativo 1.2 Diagnóstico de la Electrificación Rural en el Perú. 2. Sostenibilidad de la Electrificación Rural 2.1 Aspectos Técnicos. 2.2 Aspectos Comerciales y Tarifarios 2.3 Uso Productivo de la Electricidad. 2.4 Aspecto Empresarial. 3. Impacto de la Aplicación de las NTCSER 4. Conclusiones y Recomendaciones.

3 1. Acceso a la Energía Eléctrica 1.1 Marco Normativo Ley Nº 28749: Ley General de Electrificación Rural ( ). D.S. Nº EM: Ley Nº 27510: D.S. Nº EM: R.D. Nº EM/DGE: D.S EM: Ley N Reglamento de la LGER ( ). Crea el Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE). Regulación de las tarifas para Suministros No Convencionales. Normas Técnicas de Calidad de los Sistemas Eléctricos Rurales NTCSER. La DGE será la que califique los proyectos de electrificación como SER. Ley que crea FISE Fondo de Inclusión Social Energético ( ).

4 ACTORES EN LA ELECTRIFICACION RURAL DEL PERU MINEM-DGER Gobiernos Regionales y Locales PLANIFICAN, CONSTRUYEN Y TRANSFIEREN INFRAESTRUCTURA ELECTRICA RURAL - IER OSINERGMIN FONAFE ADINELSA Administradora de Infraestructura Eléctrica Rural Opera en zonas sin Concesión de EEDD A CARGO DE LA SOSTENIBILIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO RURAL EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EEDD USUARIO FINAL EMPRESAS PRIVADAS Y/O MUNICIPALES

5 1.2 Diagnóstico de la Electrificación Rural en el Perú Plan de Electrificación Rural en el Perú PNER La electrificación rural tiene como propósito, concertar la igualdad de los derechos de los ciudadanos, en particular, el de acceso al servicio básico de electricidad a la vivienda, resolviendo así las enormes brechas existentes en infraestructura entre las zonas urbanas y las áreas rurales y de frontera del país rurales, incorporando a sus beneficiarios al mercado, al consumo y al desarrollo, logrando así su inclusión social con la finalidad de reducir la pobreza. Fuente: PNER

6 EVOLUCIÓN DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN RURAL (C.E.R.) VS. COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN NACIONAL (C.E.N.) AÑOS % 90.0% 87.2% 90.0% (%) 80.0% 70.0% 60.0% 50.0% 56.8% 60.5% 58.0% 82.0% 85.2% 76.0% 73.4% 70.2% 71.1% 78.5% 68.5% 74.1% 64.8% 72.8% 63.1% 69.8% 70.8% 63.0% 67.2% 59.0% 61.6% 55.0% 45.0% 70.0% 40.0% 38.0% 30.0% 20.0% 10.2% 10.0% 7.7% 0.0% 28.2% 24.7% 24.4% 28.9% 22.3% 20.1% 14.8% 16.5% 25.6% 25.9% 23.2% 21.6% Coeficiente de Electrificación Nacional 29.5% Coeficiente de Electrificación Rural Fuente: PNER Años

7 PROYECCIÓN DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN RURAL VS. EL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN NACIONAL AÑOS % 100.0% 80.0% 90.0% 91.9% 94.5% 95.8% 97.0% 97.3% 97.7% 98.0% 98.3% 98.7% 99.0% 91.6% 94.2% 95.0% 95.6% 96.2% 96.8% 97.4% 98.0% 86.1% (%) 60.0% 70.0% 78.0% 40.0% 20.0% Coeficiente de Electrificación Rural Coeficiente de Electrificación Nacional 0.0% Fuente: PNER Años

8 PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACION RURAL PERIODO Ejecución de Obras de IER Inversiones RESUMEN Nº DESCRIPCION TOTAL I.- INVERSIONES (miles de S/.) Miles S/. 1 LINEAS DE TRANSMISION 44,218 56,293 20,183 22,069 16,500 10,931 24,263 24, ,719 2 SISTEMAS ELECTRICOS RURALES 729, , ,847 79,540 99, , , , , ,342 2,778,051 3 PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS ,414 51,521 27,758 3,541 26,308 2,485 1, ,467 4 MODULOS FOTOVOLTAICOS 0 258, , ,166 2,246 2,246 2,246 2,246 2,246 2, ,970 5 EMPRESAS ELECTRICAS 1,085 36,292 54,167 71,500 69,363 72,829 72,829 72,829 72,829 70, ,808 INVERSIONES ANUALES (Miles S/.) 775,188 1,032, , , , , , , , ,110 4,495,016 II.- METAS FISICAS 1 POBLACION TOTAL (Habitantes) 692,999 1,185,640 1,141, , , , , , , ,188 5,178,108 2 C.E. NACIONAL 91.9% 94.5% 95.8% 97.0% 97.3% 97.7% 98.0% 98.3% 98.7% 99.0% 3 C.E. RURAL 78.0% 86.1% 91.6% 94.0% 95.0% 95.6% 96.2% 96.8% 97.4% 98.0% Proyección de Nuevos Usuarios (Años ) a cargo de Empresas Distribuidoras: 1 035,621 Fuente: PNER

9 Aspectos Generales de las IER en el Perú Redes de distribución extensas, en localidades y viviendas dispersas, ubicados en áreas con niveles de pobreza y pobreza extrema y bajos consumos de energía. Ubicados en zonas de difícil acceso, con insuficiente infraestructura vial y sistema de comunicación y en muchos casos con condiciones climáticas adversas. Diseñadas y construidas con criterios técnicos para atender solo cargas doméstica. Son de baja rentabilidad económica pero con rentabilidad social, requieren subsidio del Estado.

10 Aspectos Generales de las IER en el Perú Las redes son de configuración radial, que alimentan subestaciones de 22.9kV, 13.2kV y excepcionalmente 7.6kV. En zonas rurales muy dispersas y con altos índices de pobreza se han implementado en forma creciente Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD); la mayoría de dichos usuarios son favorecidos por el FOSE. También, se cuenta con algunos Sistemas Aislados atendidos con grupos electrógenos.

11 Modalidad de Ampliaciones del Programa de Electrificación Rural DGER/MINEM Ubicación: Provincias de José Faustino Sanchez Carrión, Región La Libertad. L.T. 60 kv, S.E. Cajabamba 9MVA y AMTs CJB004, HUM003, HUM004, HUM005 Punto de Conexión al SEIN:SE Cajamarca Norte (Conenhua). Infraestructura Eléctrica: Km de Redes de MT. 574 Km de Redes BT. 299 S.E. de Distribución. 398 Localidades Familias. 63 km Consumo Promedio Usuario: 14kWh/Mes SER Cajamarca Principalmente a través de extensiones de redes existentes.

12 2. Sostenibilidad de la Electrificación Rural 2.1 Aspectos Técnicos Dificultades Generales en la Operación y Mantenimiento de las Instalaciones IER En las obras con configuración accidentada, se presentan dificultades en el desplazamiento y comunicación. Algunas redes de gran longitud, desde el punto de alimentación (> 200 Km., en 22,9 kv), requieren ser equipados con reguladores de tensión en tramos intermedios. Las pérdidas técnicas son elevadas, debido a las grandes extensiones de redes primarias. Para mejorar el servicio, se requiere de mayor equipamiento de maniobra y protección. Instalaciones antiguas que cumplieron su vida útil, específicamente en el caso de postes de madera, que generan altos costos de mantenimiento correctivo. Dificultades en la tercerización de la operación y mantenimiento debido a los costos poco atractivos para los contratistas. Las servidumbres no saneadas, dificulta las labores operativas y de mantenimiento. En SFD, se requiere selección y adquisición de componentes adecuados y mantener un stock de repuestos para asegurar la continuidad del servicio.

13 Dificultades en la Operación y Mantenimiento de las IER: En la Costa: Alta frecuencia de interrupciones por bajo nivel de aislamiento, En las localidades ubicadas cerca al litoral, se presenta una alta polución por contaminación salina, que ocasiona continuas interrupciones de servicio y requieren incrementar la frecuencia de limpieza de sus componentes. Frecuentes salidas de servicio por contacto de aves (impacto en redes de MT). Quema de pastizales por parte de los agricultores, origina que se afecte los conductores y estructuras de madera. En la Sierra y Oriente: Alta frecuencia de interrupciones por descargas atmosféricas. Tiempo de reposición excesivo por dificultades en el acceso y la longitud de las redes. En el Oriente, se requiere mayor frecuencia de limpieza de servidumbre, debido al crecimiento rápido de la vegetación. La quema de pastizales por parte de los agricultores, afecta a los conductores y estructuras de madera.

14 Dificultades en la Operación y Mantenimiento de las IER Tramo Omate - Ubinas Técnico debe caminar 08 horas para llegar a la estructura para intervención por mantenimiento. Tramo San Cristobal - Omate Carreteras sin mantenimiento y tramos con deslizamientos.

15 Dificultades en la Operación y Mantenimiento de las IER Tramo Omate Carumas Supervisión de Trabajos Carretera Sicuaya Quinistaquilla

16 Dificultades en la Tercerización de la Operación y Mantenimiento de las IER Actividad: Reemplazo de Estructura en 22.9kV (Cuadrilla: 04 Técnicos y 25 Personal de Apoyo).

17 Revisión de las Normas - Uso de Nuevas Tecnologías Luminarias LED en Alumbrado Público Sodio 50 W LED 20 W

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19 N Usuarios 2.1 Aspectos Comerciales 400, , , , , , ,000 50,000 0 Evolución Número de Clientes por Empresa y Sector Típico 4, 5 y SER 363, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,962 99, ,052 73,728 70,899 55,436 40,950 43,953 47,248 50,107 50,833 12,958 13,208 13,607 13,885 14,638 15, jul-14 Electro Sur Electro Sur Este SEAL Electro Puno Electro Norte ENOSA Hidrandina Electrocentro Fuente: Empresas Distribuidoras

20 Consumo Promedio por Usuario en KWh-Mes por Sector Típico SECTOR TIPICO Empresa AÑO 2013 AÑO SER SER Electro Sur Este SEAL Electro Puno ADINELSA

21 Experiencia en Uso de Medidores Pre- Pago La lejanía de las localidades, dificulta la adquisición de energía, el usuario tiene que efectuar grandes desplazamientos. Los costos de mantener un CENTRO DE VENTA es alto, se requiere de internet dedicado (S/. 900 Mes), personal a tiempo completo e infraestructura inmobiliaria. Un sistema para 2,500 clientes por su dispersión requiere por lo menos de 5 puntos de venta. Considera el cargo fijo, lo cual afecta su objeto de no generar deudas que signifiquen sorpresas para los clientes, pues el cliente aún teniendo crédito de energía se constituye en moroso al segundo mes de utilización. Deben circunscribirse principalmente a la periferia de una ciudad.

22 S/./vivienda-mes Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios SDF Evolución de Tarifas a Usuarios con SFD 50 W - S/./Vivienda-Mes Cliente asume el 20% de la Tarifa SFD Año Costa Sierra Selva

23 Sistemas Aislados Rurales atendidos con Grupos Electrógenos SER Dátem del Marañón - Loreto Se requiere una asignación especial dentro delos SER

24 Propuesta - Aspectos Comerciales Alternativa 1: Haciendo uso de los mecanismos actuales, se lleve el recibo del mes n-1 luego de 30 días de su emisión, se proceda con la cobranza y se tome la lectura para el proceso comercial del mes n.

25 Propuesta - Aspectos Comerciales Alternativa 2: Hacer uso de periféricos electrónicos, donde se ingrese la lectura del mes n, se facture en línea, se emita el recibo y se efectúe la cobranza. Para la aplicación de las alternativas se requiere adecuar la normativa, referido al proceso de facturación y plazos de entrega y cobranza.

26 Propuesta - Aspectos Tarifarios El cabal reconocimiento tarifario, permite la sostenibilidad de los sistemas eléctricos rurales, sin embargo su aplicación se ve afectada por la disponibilidad de pago de un mercado con escasos recursos económicos y que cuentan con ingresos preponderantemente agrícolas. El actual marco regulatorio ha considerado el mecanismo de ponderación para atenuar el impacto directo de la tarifa rural sobre el cliente; sin embargo cuando las empresas cuentan con un mercado eminentemente rural, dicho mecanismo no puede aplicarse lo que conlleva a la obtención de altas tarifas que el cliente no esta dispuesto a asumir. PROPUESTA: A CORTO PLAZO: Que las tarifas sean ponderadas en un alcance Regional, es decir entre todos los sectores típicos que participan en una Región e independientemente de las empresas. A MEDIANO PLAZO: Que las tarifas sean ponderadas en un alcance nacional. IMPACTO: Evitará que las poblaciones relativamente cercanas, tengan tarifas muy diferentes.

27 2.3 Uso Productivos de la Energía Considerando los bajos consumos de energía en las zonas rurales, las empresas de distribución del Estado, ADINELSA y el MINEM, vienen promoviendo el UPE de la energía, utilizando la IER como insumo. En algunos casos, la IER requiere de pequeñas inversiones o refuerzos para su utilización en los UPE. Los UPE, beneficia tanto a los pobladores por el desarrollo de la actividad económica, como a las empresas distribuidoras por el incremento de la demanda, ha permitido la creación de mercados rurales, así como la inclusión social mejorando la calidad de vida de los pobladores beneficiarios.

28 Resultados de Proyectos de Uso Productivo de la Energía EEDD ITEM ACTIVIDADES DESARROLLADAS ADINELSA ELECTRO UCAYALI ELECTRO ORIENTE ELECTRO SUR ESTE ELECTRO CENTRO 1 N de proyectos identificados N de solicitudes de suministro para proyectos productivos N proyectos viabilizados N suministros eléctricos otorgados 4 a proyectos productivos N de productores beneficiados Demanda de energía de los proyectos productivos (kwh-año) 595, , , , ,070, Facturación anual de los proyectos productivos (S/.) 152, , ,687, , , Inversión realizada en proyectos productivos (S/.) 217, ,316, , ,874,793.00

29 Resultados Alcanzados Promoción de Usos Productivos a cargo del FONER/MINEM Fuente: PNER

30 2.3 Uso Productivos de la Energía Facturación después de la Implementación de UPE - Localidad de Villa Pampilla SER Huarochirí

31 Los Usos Productivos Requieren Incentivos Tarifarios El desarrollo de las pequeñas empresas en zonas rurales se ve desalentado por el costo de la tarifa, si se desea desarrollar en la zona rural, por lo que es necesario evaluar y considerar una tarifa menor al de la ciudad, es decir, generar incentivos tarifarios que propicien el traslado de las pequeñas industrias a las zonas rurales. PROPUESTA: Que las empresas distribuidoras efectúen descuentos a las pequeñas industrias por los cargos de transmisión secundaria y distribución, de tal manera, que su valorización sea menor a lo que le representaría estar en la ciudad; dicho descuento debería internalizar además los sobre costos que le representaría su ejercicio en una zona rural. Para el efecto, se sugiere establecer un recargo a los clientes libres a fin de recaudar el monto necesario que permita compensar a las empresas distribuidoras por el descuento antes referido. Que la distribución de la energía eléctrica se realice a puntos de concentración, a fin de optimizar la inversión en la infraestructura y maximizar su utilización. Es decir, hacer que los emprendedores se agrupen y no llegar con redes hasta sus alejados predios.

32 2.4 Aspecto Empresarial Con la finalidad de no afectar la situación económica de las empresas distribuidoras, es preferible la intervención de una empresa administradora que asuma la depreciación de los activos de electrificación rural. Dicha acción permite que las referidas empresas mejoren sus resultados y se exhiban más atractivas para la incorporación de inversión privada.

33 Estado de Resulltado Desagregado Grupo Distriluz Acumulado a Agosto ENOSA Total sin SER SER Distriluz Venta de energía eléctrica 972,816 15, ,531 Compra de energía eléctrica 566,898 8, ,437 Ganáncia Bruta 405,918 7, ,094 Margen Bruto 41.7% 45.7% 41.8% -Otros ingresos Operativos 30, ,397 -Otros ingresos Complementarios 37, ,775 Ganáncia Bruta + Otros Ingresos 473,774 7, ,266 Suministros diversos, Combustibles y Lubricantes 26, ,370 Servicios Prestados por Terceros 139,049 1, ,404 Cargas Diversas de Gestión 20, ,910 Depreciación 61,371 23,820 85,191 Otros Gastos Operativos 88, ,312 Total Costo Operativo 335,401 26, ,187 % Operativo 34.5% 170.4% 36.6% Ganancia Operativa 138,373-19, ,079 Ingresos Financieros 5, ,953 Gastos Financieros 7,921-7,921 Ganancia antes de Impuesto 136,299-19, ,111 Margen antes de Impuesto (%) 14.0% % 11.8% Impuesto a la Ganáncias 39,668-39,668 Ganancia Neta 96,631-19,188 77,443 Margen Neto (%) 9.9% % 7.8% Margen de los SER Calculado con Tarifa ponderada - ENOSA Escenario I Acumulado recalculado a Agosto Variación ENOSA Total SER sin SER SER Distriluz S/. % 966,129 22, ,531 6, % 566,898 8, , ,231 13, ,094 6, % 41.3% 61.9% 41.8% 16.22% 30, , , , ,087 14, ,266 6, % 26, , ,049 1, , , , ,371 23,820 85, , , ,401 26, , % 119.6% 36.6% -50.9% 131,686-12, ,079 6, % 5, , ,921-7, ,612-12, ,111 6, % 13.4% -55.8% 11.8% 66.30% 39,668-39, ,944-12,501 77,443 6, % 9.3% -55.8% 7.8% 66.30% Simulación con Tarifa SER máxima En el cuadro de Ganancias y Pérdidas se incluye la depreciación de los activos rurales, observamos que por más que se reasigne los ingresos correspondientes esta también arroja pérdida.

34 Estado de Resulltado Desagregado Grupo Distriluz Acumulado a Agosto SER sin Depreciación ENOSA Total sin SER SER Distriluz Venta de energía eléctrica 972,816 15, ,531 Compra de energía eléctrica 566,898 8, ,437 Ganáncia Bruta 405,918 7, ,094 Margen Bruto 41.7% 45.7% 41.8% -Otros ingresos Operativos 30, ,397 -Otros ingresos Complementarios 37, ,775 Ganáncia Bruta + Otros Ingresos 473,774 7, ,266 Suministros diversos, Combustibles y Lubricantes 26, ,370 Servicios Prestados por Terceros 139,049 1, ,404 Cargas Diversas de Gestión 20, ,910 Depreciación 61,371-61,371 Otros Gastos Operativos 88, ,312 Total Costo Operativo 335,401 2, ,367 % Operativo 34.5% 18.9% 34.2% Ganancia Operativa 138,373 4, ,899 Ingresos Financieros 5, ,953 Gastos Financieros 7,921-7,921 Ganancia antes de Impuesto 136,299 4, ,931 Margen antes de Impuesto (%) 14.0% 29.5% 14.3% Impuesto a la Ganáncias 39,668-39,668 Ganancia Neta 96,631 4, ,263 Margen Neto (%) 9.9% 29.5% 10.2% Margen de los SER Calculado con Tarifa ponderada ENOSA, sin el efecto de la Depreciación Escenario II Acumulado recalculado a Agosto Variación ENOSA Total SER sin SER SER Distriluz S/. % 966,129 22, ,531 6, % 566,898 8, , ,231 13, ,094 6, % 41.3% 61.9% 41.8% 16.22% 30, , , , ,087 14, ,266 6, % 26, , ,049 1, , , , ,371-61, , , ,401 2, , % 13.2% 34.2% -5.63% 131,686 11, ,899 6, % 5, ,953-7,921-7, ,612 11, ,931 6, % 13.4% 50.5% 14.3% 21.05% 39,668-39,668 89,944 11, ,263 6, % 9.3% 50.5% 10.2% 21.05% Margen de los SER Calculado con Tarifa Máxima ENOSA, sin el efecto de la Depreciación. Se observa que si se elimina la depreciación (situación que ocurriría si otra empresa asumiría el efecto del Activo), los resultados son favorables para la concesionaria.

35 3. Impacto de la Aplicación de las NTCSER Compensaciones por Calidad de Producto y Calidad de Suministro Aplicadas por el OSINERGMIN: Valores estimados, proporcionados por las EEDD 68% (US $ 8 550,793) de las Compensaciones corresponde a Distriluz. La Compensación por Mala Calidad de Producto considera el factor kn: N de semestres que el suministrador tarda en superar la deficiencia de tensión posterior al periodo de control. En la NTCSE no existe esta forma de penalización Para los 2 primeros semestres su valor es 1, a partir del tercer semestre el valor es de Kn= 3n-2, donde n es el numero de semestre. Compensación Semestral I SEM II SEM I SEM II SEM I SEM II SEM I SEM II SEM Factor Kn = 3n Evoluc. Comp (U.S. $) 8,320 8,320 58,240 83, , , , ,040

36 4. Conclusiones y Recomendaciones Se tiene previsto invertir en la ampliación de la frontera eléctrica S/. 4,495 Mills (PNER ), con lo que se llegaría a un coeficiente de electrificación rural del 98%, beneficiando a 1 035,621 familias. El crecimiento esperado exige planificar el desarrollo de la organización en forma proporcional, tanto en personal como equipamiento para maniobras y protección en los sistemas rurales. Es necesario revisar y actualizar las normas técnicas de diseño de la DGE- DGER/MINEM, a fin de considerar las nuevas tecnologías, con aportes de las EE.DD y demás actores. De la experiencia adquirida por las EE.DD. Y ADINELSA, se recomienda el uso de Medidores Pre- Pago, solamente en las zonas cercanas a la periferia de las ciudades. En los SFD, la batería es un equipo crucial, por tanto su adquisición, operación y mantenimiento deben ser controlados y ajustarse a la tarifa.

37 4. Conclusiones y Recomendaciones Adecuar la normatividad referida al proceso de facturación y plazos de entrega y cobranza de recibos de consumo de energía, para lo se propone dos alternativas de comercialización de la energía con los mecanismos actuales y otra con el uso de periféricos electrónicos. Se recomienda gestionar ante la DGER/MINEM el financiamiento para reforzar la Infraestructura Eléctrica Rural existente, a fin de promover la implementación del Uso Productivo de la Energía Eléctrica, mejorando la sostenibilidad de las instalaciones. Es necesario evaluar y considerar una tarifa menor al de la ciudad para las zonas rurales, a fin de generar desarrollo de pequeñas empresas en dichas zonas. Se plantea a corto plazo, una ponderación de las tarifas en un alcance Regional y a largo plazo una ponderación a nivel nacional, a fin de evitar que las poblaciones relativamente cercanas, tengan tarifas muy diferentes. (Barranca, Datem)

38 4. Conclusiones y Recomendaciones Es preferible la intervención de una empresa administradora que asuma la depreciación de los activos de electrificación rural. Dicha acción permite que las referidas empresas mejoren sus resultados y se exhiban más atractivas para la incorporación de inversión privada. Considerando los efectos económicos y financieros que genera la aplicación de las NTCSER y a fin de cumplir con el mandato normativo, se solicita la revisión de dicha norma. Existen instalaciones rurales con características SER, dentro de la zona de concesión de las EEDD, siendo necesario establecer parámetros socio económicos para calificar como SER.

39 Gracias. Ing. Lucía Osorio Huatuco Empresa: ADINELSA